110千伏变电站工程

110千伏变电站工程（推荐7篇）

110千伏变电站工程 篇1

吐峪沟110千伏变电站工程创优、流

动红旗总体策划

编制单位：吐峪沟110千伏输变电工程业主项目部

编制时间： 二〇一二年五月

吐峪沟110千伏变电站工程创优、流动红旗

总体策划

一、前言（项目概况、申报时间）

随着我局近几年基建工程管理按照国家电网公司及新疆电力公司的指导不断在提高管理水平，但距其他先进地州还是存在差距，因此我局在2011年下半年开始在总结自身经验的同时，也在不断的吸取其他地州先进的管理经验，争取在2012年对满足条件的工程项目进行 “流动红旗”评选及创优。

针对吐峪沟110千伏变电站工程为新建变电站，满足创优条件，故经局领导研究决定对吐峪沟110千伏变电站工程进行创优，现就本工程的创优进行总体策划如下：

一、大力推行标准化施工工艺

1.由吐鲁番电业局成立“标准化施工”工艺推进领导小组，由主管局领导任组长，落实责任，强化文件精神的落实。力争在将国家电网公司及新疆电力公司下达的30项标准工艺完成推广的同时，根据吐鲁番地区特殊的环境对部分施工工艺进行创新，并形成成果。现将吐峪沟110千伏变电站工程标准化工艺的实施根据参建的三个项目部进行分解如下：

1.1、业主项目部

1.1.1 对吐峪沟110千伏变电站工程各参建方完成标准化施工工艺推广任务分解，并组织进行标准施工工艺的宣贯和

培训工作，制定“标准工艺”应用的目标及要求。

1.1.2审批参建各方“标准工艺”管理及应用的策划文件，组织相关单位对吐峪沟110千伏变电站工程实行标准工艺情况进行检查、指导，并在每月30日形成简报进行通报，对每阶段的标准工艺实施情况进行评价、考核。

1.1.3负责施工工艺创新和淘汰建议的收集、整理及上报，对监理项目部“标准工艺”应用控制的考核，工程竣工后统计“标注工艺”应用率并上报基建部备案。

1.2、设计单位责任（按要求执行）

1.2.1组织开展设计创新和技术创新，通过对设计各环节的全过程管理，促进新技术、新设备、新材料、新工艺（以下简

称“四新”）的推广应用。

1.2.2 负责组织对设计人员“标准工艺”的宣贯和培训 1.2.3 负责设计文件中明确“标准工艺”应用及要求。1.2.4 负责对“四新”应用进行专项设计交底。

1.2.5 负责对“标准工艺”的应用情况进行符合性评价。1.3、施工单位（施工项目部）

1.3.1 负责承包工程项目“标准工艺”的实施、检查。施工项目部可采用“展板”法即将标准工艺的成品照片制作成宣传墙的形式向施工人员进行展示，或通过制作“模具”法即将需制作的基础、围墙等制作成一个小型的模型在对应用工艺进行

试点的同时，也给施工人员做一施工工艺的展示。等等方法，总之确保让每一个施工人员明白标准工艺的含义，杜绝“口号”主意和“形式”主意。

1.3.2 在分包合同中明确“标准工艺”应用的要求。因红岭110千伏输变电工程有劳务分包，尤其是土建施工，吐鲁番明嘉公司在与分包单位签订分包协议时，必须将“标准工艺”的应用列入合同中或与各分包队伍签订合法协议，并设立考核指标。（签订补充协议）

1.3.3 负责施工工艺创新和淘汰建议的收集、整理及上报。施工单位在按照业主项目部下达的“标准工艺”应用的目标和要求实施的同时，必须实行审批制，对每一个节点必须上报监理及业主进行现场检查和监督，并对有创新工艺的需经过业主及监理单位的认证，确保新工艺的可实施性及工程质量。对已经采纳的新工艺业主项目部将申请上级部门对相关人员及单位进行奖励及通报表扬。

1.3.4 组织对施工人员“标准工艺”的宣贯和培训。吐鲁番明嘉电力实业有限公司必须对进场作业人员进行“标准工艺”工艺应用的培训。施工项目部必须配备一套“标准工艺”成果体系（由《施工工艺示范手册》、《施工工艺示范光盘》、《工艺标准库（2011版）》和《典型施工方法（第一辑）》四个系列组成）。

1.3.5 编制工程项目“标准工艺”管理及应用策划文件。吐

峪沟110千伏变电站工程施工项目部根据工程建设的现场实际情况及业主项目部下达的“标准工艺”应用要求及目标，编制完成本工程“标准工艺”策划文件，报监理及业主进行审批，要求编制的文件必须具有可操作性，要求策划文件“图文并茂”即在有文字描述的同时配备样品照片，已经审批的策划文件将作为“标准工艺”应用考核的标准，具体考核标准将由业主项目部下达。

1.3.6 开展施工工艺的研究与创新，将具有推广价值的创新施工工艺报业主项目部。对于吐峪沟110千伏变电站工程被采纳的创新工艺向业主项目部报备，并推广应用到其他承建工程，业主项目部将上报基建部对相关人员及单位进行奖励并上报新疆电力公司通报表扬。（修改）

1.3.7 针对“标准工艺”应用的内容及控制要点，进行培训和交底。施工项目部负责对业主项目部下达的“吐峪沟110千伏变电站工程′标准工艺‵应用目标及要求”对施工人员进行分解培训，对经业主项目部的“标准工艺”实施方案向施工人员进行宣贯，并将每一个工序落实到责任人，签订《责任书》，对实施过程中的每个施工节点设置“实施人员名片“，提高施工人员的责任心和积极性。

1.3.8 负责施工过程中“标准工艺”的落实和检查。施工项目部对完成施工各工序的成品进行“三级”自检，并采用评优的方法对“标准工艺”应用好的人员及团体进行奖励，提高施

工人员的积极性，对差的进行相应的考核，力争在吐峪沟110千伏变电站工程施工现场产生一股“比、学、赶、超”的氛围。1.3.9 负责在分包队伍中落实“标准工艺”要求。吐鲁番明嘉公司负责对分包队伍进行“标准工艺”应用的任务分解，与各分包队伍签订《责任书》，并对各分包队伍的“标准工艺”应用情况进行评比，对于完成率好的队伍进行奖励，对于完成率极差的队伍进行清除。（分层次）。与展板对照。

1.3.10 对“标准工艺”的应用效果情况进行自评价。吐鲁番明嘉电力实业有限公司在对吐峪沟110千伏变电站工程完成施工后，对各个施工节点的“标准工艺”应用情况进行内部评比，并制定奖惩措施，并将该工程“标准工艺”应用情况进行汇总，报基建部备案。（先措施后评比）

1.4监理单位（监理项目部）

1.4.1 编制工程项目“标准工艺”应用与施工工艺创新的监理控制措施。监理项目部根据业主项目部下达的“标准工艺”目标及要求编制完成吐峪沟110千伏变电站工程“标准工艺”应用与施工工艺创新监理控制措施，并报业主项目部审批，要求必须图文并茂具有可操作性，对于经业主项目部审批过的控制措施将作为工程实施过程中的考核标准。

1.4.2 组织对监理人员进行“标准工艺”的宣贯和培训。由监理项目部组织对现场监理人员进行“标准工艺”应用进行培训，确保每一个现场监理熟知每一道工序的“标准化工艺”，并对施工单位上报的“标准化工艺”实施细则进行分解，拿出有针对性的旁站计划及平行检查计划。要求监理项目部必须配备一套“标准化工艺” 成果体系（由《施工工艺示范手册》、《施工工艺示范光盘》、《工艺标准库（2011版）》和《典型施工方法（第一辑）》四个系列组成）。（对监理资质及业务能力进行审核）

1.4.3 审核施工项目部“标准工艺”管理及应用的策划文件。对施工项目部编写的应用策划文件进行审批，并在施工过程中监督施工单位严格落实，要求现场监理人员与监理标段的施工负责人签订《责任书》。

1.4.4 检查“标准工艺”应用的实施情况，负责设计单位、施工项目部标准工艺实施情况的评估。监理项目部根据设计单位及施工单位编制的“标准工艺”执行文件与现场实际应用情况进行评价，并根据评价结果拿出处理方案报业主项目部。

1.4.5 对施工中拟采用的创新施工工艺组织专题评审。监理项目部负责组织对设计、施工单位提出的创新工艺召开专题评审会，对于已经采纳的创新工艺提出奖励措施报业主项目部。

1.4.6 参加“标准工艺”与创新“施工工艺”应用及效果的 验收工作，负责编写验收报告。

2.由吐鲁番电业局“标准化施工”工艺推进领导小组与施工单位、监理单位负责人签订吐峪沟110千伏变电站工程“创

新疆电力公司流动红旗”及“新疆电力公司优质工程”承诺书，使工程创“流动红旗”及“创优”由口号落实到工程实际建设中去，并由施工单位及监理单位向吐鲁番电业局“标准化施工”工艺推进领导小组作出书面的保证，此保证书将作为奖惩依据。（优先）

二、现场安全文明施工要求

为确保吐峪沟110千伏变电站工程能创新疆电力公司“流动红旗”及“优质工程”我局将严格按照国家电网公司下达的《关于印发《输变电工程安全文明施工标准》的通知（国家电网科[2009]211号文）及新疆电力公司下达的《关于印发《新疆电力公司输变电工程安全文明施工标准化管理办法》的通知》（新电基[2011]12号文）的相关要求对该工程的安全文明施工进行管理，具体办法如下： 1.业主项目部

1.1 负责编制完成《吐峪沟110千伏变电站工程安全文明策划》报上级领导审批，对完成审批的策划向施工、监理及设计单位进行宣贯，并下发。

1.2 确保安全措施补助费、文明施工措施费及时拨付到位，制定相应的控制措施，加强安全文明施工的相关费用使用的监督管理。业主项目部将依据《输变电工程安全文明施工标准》的通知（国家电网科[2009]211号文）及新疆电力公司下达的《关于印发《新疆电力公司输变电工程安全文明施工标准化管

理办法》的通知》（新电基[2011]12号文）制定《红岭输变电工程安全文明施工总体策划》，加强现场安全文明施工的管控力度。（施工单位编制安全文明施工措施费使用台账（明细表））1.3依法管理工程项目，坚持合理工期、合理造价，为安全文明施工创造条件并定期组织安全文明施工专项检查。业主项目部将根据业主项目部下达的《红岭输变电工程安全文明施工总体策划》对施工项目部进行定期、不定期的检查，对发现问题严格按照相关规定执行，做好检查的闭环管理工作。2.监理项目部

2.1依据法律、法规、工程建设强制性标准以及业主提出的项目安全文明施工总体策划、工程建设监理合同实施监理，履行安全文明施工监理职责。监理单位要根据业主项目部下达的《吐峪沟110千伏变电站工程安全文明施工总体策划》制定现场安全文明施工监理管控措施，确保施工现场严格按照策划文件要求实现定制化摆放，监理项目部专职安全监理要至少每周2次对施工现场进行检查，并组织召开现场会，形成会议纪要报业主项目部。

2.2在监理大纲、监理规划中明确工程项目安全监理目标、措施、计划和工作程序，对安全文明施工总体策划进行分解、协调，监督各项要求和措施的落实，制定安全文明施工的实施细则和控制措施，监督施工项目部自身安全保障体系的有效运转，严格审查安全文明施工方案和安全技术措施，审核安全措

施补助费、安全文明施工措施费用的使用，对重要工序、危险性作业和特殊作业实施旁站监理，监督管理安全文明施工标准化工作的实施，定期组织安全文明施工检查，发现问题及时督促整改，实行闭环管理。3.施工项目部

3.1施工单位是工程安全文明施工的主体，负责安全文明施 工的具体实施。在开工前，按照业主项目部提出的项目安全文明施工总体策划及安全管理目标，统筹布局，编制有针对性的工程项目安全文明施工实施细则，提交监理审查后实施。保证安全文明施工所需资金的投入，安全措施补助费、文明施工措施费须专款专用，不得挪作他用，并要加强施工项目部安全设施、文明施工设施制作（购置）、安装、使用、日常管理和维护工作，分别单独建立台帐，留存备查。（分开描述）3.2按规定配备合格的专（兼）职安全管理人员，开展危险点辨识及预控活动，编制有针对性的安全技术措施（方案），并确保措施（方案）的有效实施。开展工程项目安全健康环境自评价工作。每周组织安全文明施工检查。（制作奖惩明细）

110千伏变电站工程 篇2

1 智能变电站概述

智能变电站是一种新型的低碳环保可靠的智能设备, 主要特点是形成了全站信息的数字化传输和通信的网络化以及达到了信息的共享, 采集, 测量, 控制和保护等功能都能够自动完成, 并能够全天候的自动控制变电站运行状态, 自动分析并调节的变电站[1]。智能变电站是新时期传统变电站的取代者, 是科技发展与经济水平日益提高的产物。变电站可以看做是电网系统的一个节点, 将周围区域的电网集中于一体, 实现对电力传输、电压的调整以及电路网路的连接工作。在过去的几十年里, 我国的变电站得到了一定发展, 从传统变电站向数字变电站的转变是我国变电站的一次飞跃, 但数字变电站也已经无法完全满足当代人们的需求, 因此在数字化变电站基础上发展出来智能变电站将是我国变电站未来发展的主要方向, 设备智能化是智能变电站的一大特性, 并实现信息化管理为依托的全系统变电站管理。

(1) 实现一次设备智能化

就目前我国变电站的发展状况而言, 很多变电站都开始由数字变电站向智能变电站转变, 智能化过程主要是通过设备的两次智能化, 一次智能化设备在我国却不常见。我国变电站的智能化模式主要是实现智能终端与断路器的结合使用, 该系统难以达到我国变电站的实际需求。智能变电站有利于实现一次设备智能化。

(2) 有效解决统一建模问题

目前我国各变电站间的缺乏统一的规范标准, 众多变电站的都有一套属于自己的系统, 在设备的控制以及操作上也仅适合自己独立的系统。就当前情况来看, 我国众多变电站虽然都是以IEC61850为基础, 但基于每个变电站对其含义理解上的不同, 再加上全国范围内缺乏统一的机制, 因此在智能变电站的建设上存在较大差别, 不同的变电站间的设备操作及控制方式难以实现有效连接。通过智能变电站能够有效解决统一建模问题, 是原先难以实现的功能成为可能。

(3) 增加变电站内部和外部的互动

传统的数字变电站内以及站外使用的系统规格虽然有一定的联系, 但在实际工作中, 站内外系统的衔接却出现一些难以克服的问题, 导致变电站内外无法形成有效的互动。智能变电站需要变电站内外部的良好互动为基础, 只有解决这些基础想问题才能实现智能变电站的性能。

2 110KV智能变电站相关技术研究

为减少输电过程中的电能损失, 变电站在电能传输中往往采用高压输电方式, 因此变电站必须引进高压设备。智能变电站的智能高压设备是实现其技术性能的重要支持, 相比于传统高压设备, 智能高压设备稳定性更高, 且在后期的维护中不需要进行大力维护。智能高压设备是智能变电站的主力军, 该部分系统主要由三个部分组成, 高压设备、系统控制器、智能系统相关组件。通过这三个部分的有效结合能够实现多项功能。

智能高压设备在日常运行中需要进行定期维护, 为提高维护检修的有效性, 其中的高压设备检修方式主要由工作人员完成, 对高压设备的检测主要包括设备内是否出现不正常的声音、绝缘实验、特定仪器的色谱检查、仪器各部分机械磨损等, 实际工作中这种人工检测通常称之为离线检验。但人工检测不可避免的会出现纰漏, 实际检验效果与工作人员的专业技能以及工作态度息息相关, 为提高日检测的有效性, 现代智能变电站通常采用在线检测测的方式, 不仅有效提高了检测的可靠性, 还实现了智能提醒功能, 当设备出现一些安全隐患时, 系统就会将相应的信息传递到工作人员的终端, 让工作人员及时掌握智能高压设备的实时动态, 并针对性展开维护措施。

断路器是智能变电站中的重要设备, 能够在变电站中发挥有效的承接作用以及防护作用。智能变电站中的断路器不仅包括传统断路器的所有功能, 还在原先的基础上发展出故障检测功能以及诊断功能。即智能变电站断路器能够对该系统进行实时检测, 在系统出现故障的时候判断故障类型, 便于工作人员及时对其进行维护。传统变电站中的断路器需要进行实时检测, 并判断其故障的性质是瞬时故障还是永久故障, 实现了断路器智能化则不需要进行这方面的判断, 只需要根据实际情况判断是否能够再重合即可。另外, 智能变电站系统还将目前的可视化技术, 便于对智能变电站系统更好的进行监测。

智能变电站在传统变电站的基础上实现了网络化设备自投的应用, 实现了智能变电站设备和备用电源之间的自由切换, 取消了传统变电站的备自投装置和保护装置的连线, 有效简化了操作步骤, 使变电站工作更有效率, 为电力生产提供了较为科学的管理判断依据, 对我国变电站的发展具有划时代的意义, 值得进一步推广。

参考文献

110千伏变电站工程 篇3

【关键词】变电站；基建；安全质量管理

1.精心组织，提前策划，营造创先争优良好氛围

第一，上下同心，发挥组织体系的保障作用。佳木斯供电公司领导对通河220千伏变电站新建工程的安全质量管理策划高度重视。制定了《输变电工程安全质量管理策划及实施办法》，确定了安全质量管理目标和责任，建立起各级领导共同抓、单位领导亲自抓、项目经理重点抓、各个部门配合抓的保障机制。主要领导亲自过问，分管领导亲自牵头，分阶段、有重点安排部署，每月不定期督导检查，并在月例会上通报情况、严格考核，提出整改措施，实行闭环管理。各参建单位分工合作、相互协调，层层细化，落实公司有关要求。各项目部周密安排，全面推行工程全过程标准化管理，有序推进争创工作。

第二，超前思考，发挥策划在先的前瞻作用。公司建设部严格按照国网公司输变电工程安全文明施工标准，对基建安全管理、质量创优等工作进行全面细致的前期策划和安排。按照公司年度安全策划方案工作计划，制定了通河220千伏变电站新建工程《安全文明施工总体策划》、《强制性条文实施计划》等，并在施工现场得到了认真落实。借鉴省内外优秀送变电施工工艺，编制通河220千伏变电站新建工程《创优实施策划方案》，从组织、技术、经济、管理等方面全方位进行工程创优策划，形成策划在先、样板引路、过程控制、一次成优的管理程序。

第三，典型引路，发挥样板工程的示范作用。公司建设部以通河220千伏变电站新建工程为样板，扎实开展公司所辖110千伏输变电工程，提升安全质量管理创新工作，组织工程交叉互查、重点督导等活动，努力查找和改进管理上的不足。在施工现场开展“党员示范工程”、“创先争优”等活动，通过先进项目的示范带动，缩小不同项目间的管理差距，提升基建标准化安全质量管理整体水平。

2.强化管理，细化措施，深化基建安全质量标准化体系建设

第一，强化三个项目部建设。充分发挥业主项目部对项目管理的主导作用，根据国网公司业主项目部标准化管理手册实施细则，明确业主项目部人员配置、职责和任职资格，110千伏及以上工程均设立了业主项目部。发布了《输变电工程施工项目部、项目监理部项目管控要点》，加强工程建设的全过程管控。通河220千伏变电站新建工程于2012年10月成立了业主项目部，按标准配足了管理人员，在属地电业局抽调人员专门负责地方关系协调。监理、施工、设计等参建单位均按规定成立了项目管理机构，落实人员和责任。

第二，强化基建标准化管理制度体系。修订和完善基建管理制度，编制了电网建设安全管理、安全健康环境评价、施工安全监理、标准化施工作业票等一批基建管理规章制度。通河220千伏变电站新建工程业主、施工、监理项目部按照国网公司标准模板，分别编制了15、36、57项现场安全质量管理制度，明确了各岗位的安全质量管理职责，实行逐级负责制。

第三，强化培训工作力度。重点抓好现场和标准化施工技术、工艺培训，通河220千伏变电站新建工程各项目部加强安全和资格培训，举办了2次大规模的应急预案演练，组织了12次专题安全宣传教育活动。所有人员岗前和安规考试全部合格。签订了安全生产目标责任书和无违章承诺书，特殊工种作业人员经审批后全部持证上岗。

3.突出现场，加强管控，提升安全文明施工水平

第一，现场施工标准化。按照国网公司统一标准，制定实施《标准化施工作业票》，将实现三个“固化”作为刚性要求，全面推进输变电工程安全文明施工标准化建设，固化现场布置。精心策划现场布置，严格按实际功能将施工现场分区，并利用施工道路、安全硬质围栏等进行分隔，实施封闭管理。固化施工作业流程。每个作业面、每道工序严格按规定作业流程及方法施工，认真执行标准化施工作业票，加强过程及工序的检验、控制，固化施工作业行为。将可能发生严重违章的条款列入相应的标准化作业施工票中，固化工作流程和作业行为。

第二，安全监督常态化。加强施工现场的安全监督，成立基建安全稽查组，实行常态化的安全巡视检查。严格执行对施工队伍安全资质审查、考核和准入管理制度，对发生安全质量事故、障碍及严重违章行为的施工队伍及项目经理执行黄牌警告和黑名单制度。充分发挥监理的安全监督作用，每月公布采集的施工现场照片，督促对发现问题的闭环整改。业主项目部每月开展现场安全质量检查活动，按月发布检查报告。监理项目部对2项重要及危险作业工序进行旁站，形成了24份记录。施工项目部完成258次安全日巡查，组织安全检查共26次。项目部与各专业、劳务分包队伍签订安全协议和分包合同，实行无差别管控。

第三，过程管控信息化。公司基建管理信息化建设按计划推进，“ ERP辅助模块—基建管控”系统成功上线运行，在通河220千伏变电站新建工程现场项目使用，实现了工程数据的采集、上传和项目的实时管控，建立以基建业务标准化管理和工作流程为基础的信息管理平台。

4.结合实际，创新管理

第一，有效防范事故风险。在施工现场设立体能测试区，设置“体能测试桥”，作业人员进场施工前必须通过体能测试，有效预控生理和心理上的危险点，确保作业人员以最好的体能和精神状态投入工作。配电箱实现标准化，统一配送、专人管理，箱内操作面板无裸露带电体，操作与接线分开布置，有效防范触电事故。在施工阶段提前安装构架防爬挡板，严防误登造成的人员伤害。

110千伏变电站工程 篇4

福建省电力有限公司 2005年6月 目 录

0 前 言 变电站可研报告部分

1.1 设计依据 1.2 工程项目概况 1.2.1 工程概况 1.2.2 主要设计原则 1.3 电网(电力系统一次

1.3.1 电网现状与存在主要问题 1.3.2 电力需求预测及电力平衡 1.3.3 项目建设(扩建必要性 1.3.4 供电(接入系统方案 1.3.5 有关电气计算 1.3.6 无功补偿

1.3.7 对变电站主接线及有关电气设备参数的要求 1.4 电网(电力系统二次

1.4.1 二次系统现状及配置原则 1.4.2 继电保护及安全自动装置 1.4.3 调度自动化

1.4.4 系统通信 8

1.4.5 二次系统投资估算 8 1.5 工程建设规模 9 1.6 站址选择 9 1.7 工程设想 10

1.8 环境影响初步评价 11 1.9 投资估算 11 送电线路可研报告部分 12

2.1 系统概况 12 2.2 路径方案 12 2.3 气象条件 13

2.4 导线截面及绝缘子选择 13 2.5 杆塔选型及基础 13 2.6 环境影响初步评价 14 2.7 投资估算 14 3 对侧间隔扩建部分 14 4 涉及区域网通信工程 15 投资估算书 15 项目经济评价（有条件可进行）15 7 相关图纸要求 16

0 前 言 为适应投资体制改革，规范110千伏输变电项目可行性研究(以下简称可研报告的内容，满足项目核准制的要求，控制项目投资，提出内容规范要求。110千伏输变电项目可研报告含与变电站本期同期建成投产的项目(变电站、线路、对侧间隔，审查后的可研报告与审查意见为工程的初步设计提供依据。本规范适用于110千伏新建、扩建工程（含主变增容）及线路单项工程（含改造及对侧间隔扩建）的可行性研究。变电站可研报告部分

1.1 设计依据 地区电网滚动规划报告，电厂接入系统设计文件及审查意见； 2 省公司下达的工程项目前期工作计划文件； 省公司或电业局颁发的110千伏输变电工程技术导则、标准化设计及限额设计文件； 关于工程站址政府规划、土地等部门的批复文件； 工程相关文件：如工程项目所在地政府有关该工程项目建设用地、进出线走廊相关意见或协议(作为报告附件。委托方的设计咨询委托。

1.2 工程项目概况 1.2.1 工程概况

说明本设计应包括的内容和范围，对扩、改建工程项目，还应说明先期工程（终期与现有规模、接线）及与本期工程项目的衔接和配合情况。简述项目前期工作情况。

1.2.2 主要设计原则

简述电网发展规划对本工程的要求，结合工程建设环境条件提出本工程项目的主要特点和对应措施；各专业的主要设计原则和设计指导思想；采用新技术及标准化的情况。

1.3 电网(电力系统一次

1.3.1 电网现状与存在主要问题 简述项目所在区、县（市）的地理位置、土地面积、人口、交通、经济等方面情况。阐述电网现状：项目所在区、县（市）110千伏及以上电网的输变电设备情况，各电压等级的变电站座数、变电容量、输电线路长度；区域电源情况，总装机及近期出力状况；电力市场供求情况，目前及近几年区域全社会用电量、最大负荷，网供电量、地方上网电量等。

图1：区域电网现状(2004年或2005年地理接线图 分析电网目前存在的主要问题。如输变电设备容量是否满足要求，供需矛盾是否严重，网络接线是否可靠，输电、变电是否满足N—1原则，输变电设备是否残旧等。

1.3.2 电力需求预测及电力平衡 电力需求预测

根据全区社会经济现状和发展规划，简述社会经济的发展趋势和近期远期规划目标。参照电网发展规划，在充分的电力市场分析研究基础上，提出全区电力需求预测方案，列出项目所在区、县（市）负荷、电量及增长情况，并简述负荷增长因素及其发展趋势。

在全区、县（市）电力需求预测方案的基础上，通过市场调查的方法对本工程项目供电区域的电力需求提出预测方案。

电力需求预测方案见表1。表1 电力需求预测方案

年份 需求预测 2004(实绩 用电量

2005 2006 2007 2008 2010 2015

(预计(预测(预测(预测(预测(预测

全区

(亿千瓦时

负荷

(万千瓦

用电量

项目区

(亿千瓦时

负荷

(万千瓦

备注：表按2006年建成投产项目列出预测水平年，下同。2 电源规划

根据区域电源规划情况，按上述预测年份列出全区与本工程项目相关的可能投产的水、火电电源规模和累计电源装机，见表2。

表2 规划电源装机容量

年份 2004 装机容量(实绩 新增投全区 产(万千瓦

累计(万千瓦

新增投项目区 产(万千瓦

累计

(万千瓦 电力平衡

2005 2006(预计

2007 2008

2010 2015

根据电力需求预测结果和规划电源装机容量，以电网往年最高负荷或网供最高负荷的月份作为代表月进行电力平衡，为预测负荷扣除接入110千伏以下电源出力和220千伏变电站的低压侧负荷，得出110千伏的网供负荷。电力平衡结果见表3。

年份

电力平衡

全区

110千伏以下电源出力

220千伏变低压侧负荷

110千伏供电负荷新增110千伏变电容量

累计110千伏变电容量

表3 电力平衡分析 单位：万千瓦

2006

2007

2008

2010

代表月负荷

2015

变电容载比

项目区 代表月负荷

110千伏以下电源出力

220千伏变低压侧负荷

110千伏供电负荷

1.3.3 项目建设(扩建必要性

1）根据电力平衡结果，从供电需要、完善配电网、提高供电可靠性和供电质量等方面论证该项目建设必要性及在电网中的地位和作用。进一步校核供电范围的合理性。

2）从必要性方面提出工程项目合理的开工和建成投产时间，与电网滚动规划中安排的投产时间相比较，阐述为何提前或推迟建成投产的理由。

1.3.4 供电(接入系统方案

1）根据110千伏电网(滚动规划、原有网络特点和负荷分布等情况，提出本工程项目相应的接入系统方案。若存在与电网规划接线相

异，应通过规划方案与调整方案技术经济(间隔和线路走廊资源利用、区域规划及环境影响、站内接线、投资和年费用等方面 综合分析比较，必要时还要通过电气计算和分析，提出推荐方案。

图2：变电站本期及终期接入电网地理接线图。

2）简述35千伏、10千伏本期配套接入线路方案(回路名称，建议在配网建设中与本110千伏输变电项目同期建成投产。1.3.5 有关电气计算

对推荐方案，应按远景水平年（设备投运后10年或更长时间-2015年及后）的系统发展情况，进行短路电流计算(主设备选择；近期（设备投运后2～3年）中性点非接地系统的单相接地电容电流计算(消弧线圈选择：10千伏＞30安，35千伏＞10安；无功平衡计算(选择容性无功补偿容量为15～25％主变容量，调压计算(主变或无功补偿单组容量投切电压波动、功率因数计算。

当扩建工程的短路电流水平过大，现有设备不能满足要求，则应进行过渡年短路电流计算，并提出是否对现有设备进行改造，必要时提出采取限制短路电流的措施。1.3.6 无功补偿

根据无功平衡和调压计算结果，按分层分区、就地平衡原则进行无功平衡，提出本期及远景变电所无功配置型式和规模。1.3.7 对变电站主接线及有关电气设备参数的要求

1）出线电压、出线回路数、出线方向和分期建设情况；

2）电气主接线(各电压等级，从电网发展角度提出对电气主接线的要求；

3）主变压器参数选择，根据电网发展和变电站的电力负荷发展情况，提出变压器的选型：额定电压、容量比、台数、阻抗、调压方式(有载或无励磁、调压范围、分接头等；

4）系统短路容量，母线最大穿越功率；

5）无功补偿装置总容量及分期容量，型式、连接方式等； 6）变压器中性点接地方式；

7）出线导线截面：按变电站终期规模分析正常运行方式和事故运行方式下的最大输送容量，提出变电站110千伏出线导线截面和经济、极限送电容量。1.4 电网(电力系统二次

二次部分应包括继电保护及安全自动装置、通信、数据网、调度自动化、电能量计费系统等。

1.4.1 二次系统现状及配置原则

概述电网与本站工程相关电网二次现况。根据本工程在系统中的地位，明确调度关系，简述继电保护、调度自动化、电网通信的配置方案，分析信息传送需求。

1.4.2 继电保护及安全自动装置

简述继电保护的配置方案，涉及对侧的改造投资单列，对相关系统需更新和升级的，应论述其必要性。根据电网规划提出是否要装设安全

自动装置，必要时暂列一笔投资。

1.4.3 调度自动化

按调度自动化规程和信息传送需求提出配置方案，相关的系统需更新

改造的，应论述其必要性。

1.4.4 系统通信

提出通信系统配置和路由方案，对涉及全网性或区域性的系统通信工程，单独列出工程项目和投资估算。图3：通信通道路由图

1.4.5 二次系统投资估算

估算二次部分总投资和系统继电保护、安全自动装置、调度自动化和系统通信分项投资，涉及电网升级改造投资和单项工程的投资单列。按表4列出二次系统

静态投资。

表4 二次部分静态投资估算 单位：万元

项目

系合继电保安自装调度自护 置 动化 统通信 计

备注

总投资 其中：变电站内 站外部分

1.5 工程建设规模

根据一、二次系统分析，论证主变规模(按2006年投产项目，表3的项目区2007年或2008年110千伏供电负荷除以0.5分析本期规模；2015年项目区110千伏供电负荷除以0.65×功率因数…设2台主变、0.87×功率因数…设3台主变分析终期规模。提出本工程建设规模(本期及最终：

变压器容量、台数 本期 远期 各侧电压出线回路数和方向 本期 远期 无功补偿配置 本期 远期 消弧线圈 本期 远期

需新建或改造的对侧间隔 本期 系统二次单项工程规模 本期 1.6 站址选择

所址选择应重点解决站址的可行性问题，落实变电站建设的外部条件，避免出现颠覆性因素。

简述推荐站址所在位置(市、区、县、乡镇、村落，地形、地貌、海拔高度、自然高差、植被、农作物种类及分布情况;用地属性(政府工业给拔地、园区开发区规划地、农田保护区、良田或旱地等；站址附近交通情况；与城镇规划的关系及可利用的公共服务设施；站址区域矿产资源及开采情况，对安全稳定的影响，文化遗址、地下文物等；附近军事设施、通信电台、飞机场、导航台、风景旅游区等与变电所的相互影响。

应重点落实推荐所址与周边设施的相互关系、周边环境对变电站的要求（包括污秽等级、通信干扰、噪声干扰、水土保持、地下水对混凝土的腐蚀性等）、工程地质、进出线条件等，收集必要的协议（如规划、土地管理部门、部队等）作为附件。存在两个及以上站址，需要对区域规划、出线、水文气象、水文地质和水源、工程地质、土石方量和挡土墙、进站道路与交通、环境影响等条件列表比较，提出推荐站址的方案和理由。

图四：站址位置及110千伏、35千伏线路规划出线图(1:10000或A3。

1.7 工程设想

1）电气主接线

根据系统对电气主接线的要求和工程的具体情况，结合典型设计的要求，必要时进行110千伏主接线方案比较，在进行综合分析比较的基础上，提出各级电压等级远景和本期的电气主接

线方案。

图5：变电站本期与远期电气主接线图

2）主要电气设备选择

根据系统对有关电气设备参数的要求(如短路电流、穿越功率等和工程的具体情况(如站址、进出线等，结合典型设计的要求，必要时结合电气布置进行方案(户外或户内、GIS或敞开的综合技术经济比较，在分析比较的基础上，对各级电压等级的主要电气设备(变压器、母线、断路器、隔离开关、电容器、消弧线圈、避雷器等选择提出初步意见。电气布置

简要说明各级电压出线排列顺序，配电装置型式选择及断路器布置型式、全所电气总平面布置方案，包括各级电压配电装置的位置、出线方向、主变位置、无功补偿装置位置以及占地指标等，必要时结合主要电器设备选择，进行方案比较(户外或户内、GIS或敞开，推荐电气布置方案，并阐明理由。

图6：电气总平面布置图(1:1000或A3……推荐方案。

4）电气二次

简要说明控制方式选择，主要元件保护的配置方案。

5）总平布置

说明对所区总平面布置方案的设想，场地设计标高的选择，所区防

洪防涝措施的规划。

说明所区总评布置的主要特点，如何利用地形、地貌、因地制宜、远近结合，避开不良地质构造和节约土地；道路引接情况和变电站入口方向。

图7：站区总平面布置图(1:1000或A3……推荐方案。建筑规模及结构设想

说明全所主要建(构筑物的名称及全所总建筑面积的设想。简述主要建(构筑物的结构型式的设想。简述地基处理方案的设想。

1.8 环境影响初步评价

1）经收资、选线和现场勘查，向地方政府及有关设施主管单位征求对出线走廊规划路径方案的意见，按变电站最终出线规模和系统接线方案编制出线走廊规划，提出出线方向、排列。

2）站址及出线走廊对周边，特别是对规划区和居民生活的影响进行初步分析，兼顾各级电压出线的相互关系，提出各级电压等级线路或各期建设应注意的事项及要求。

3）对出线走廊范围内的现有设施提出采取的处理措施，对规划建设的设施要提出适当限制建设的设施类型、范围和高度要求。

图8：变电站出线走廊规划图(1:2000或A3……推荐方案

1.9 投资估算

根据项目可研推荐的总体方案和工程设想，估算项目静态投资(近期价格水平和规定的基本预备费费率、动态投资（考虑价差预备费年价格

指数，贷款年利率）及分项投资。

按表5列出变电站工程的投资估算。

参考限额设计、标准典型设计及近期建成投产的类同工程比较，分析

影响投资偏离的主要原因。

表5 变电站工程投资估算 单位：万元

项目

建筑费

设安装费备费用 用

其他费用 计

合

备注

静态投资

动态投资

单位造价 送电线路可研报告部分

2.1 系统概况 简述本区、市（县）电网现况，110千伏电网结构形式及主要特点，规划发展

方向(输变电项目合编可略。2 根据电网规划要求，从满足拟建变电站供电需要，理顺配网结构，实现分区供电，提高供电可靠性等方面论述线路建设(或改建的必要性。3 简述近期电力网络结构，明确线路起迄点的位置、输电容量、电压等级、回路

数及是否需要预留其它线路通道等。4）必要时，根据建设条件和出线走廊规划情况，提出是否采用同塔多回或双回架

设。

2.2 路径方案 经收资、选线和现场勘查后，提出两个以上可比的路径方案。分析各方案所经区域主要村镇、交通要道、江河湖泊等，简述路径沿线自然条件(海拔高程、地形、地质、水文、主要河流、城镇规划、环境特点和交通运输条件 ；电信线路和无线电台站的影响分析；林木砍伐、拆迁情况及环境保护初步分析。进行方案的技术条件、路径长度、主要材料耗量、投资及年费用等综合比较，遇有大跨越，应说明跨越点、档距、塔高及对工程投资的影响。4 在技术经济综合比较的基础上提出推荐路径方案，详细阐述线路经过的主要村镇、交通要道、江河湖泊和跨越电力线路的情况。5 若在电力项目专项规划中已经明确，并经政府规划部门确认的路径，且路径方案唯一时，不进行路径方案的比较，可直接详述从出线塔至终端塔的路径方案。说明推荐路径方案与沿线主要部门协议的情况。

图9：线路路径方案图(A3……推荐方案 图10：大跨越路径方案图(A3……推荐方案

2.3 气象条件

根据本地气象部门提供的资料，提出线路设计采用的气象条件（温度、风速、覆冰等）。

2.4 导线截面及绝缘子选择 以变电站终期规模的正常供电方式，按经济电流密度选择导线（或电缆）截面，线路N-1故障方式的长期允许送电容量校核，结合通信工程OPGW的情况，提出送电线路导线、地线选型。根据路径所在地区的污秽图，说明线路设计选用的污秽等级，进行绝缘子选型。2.5 杆塔选型及基础 按推荐的路径方案，提出出线塔、终端塔、直线塔、耐张塔、转角塔的选型，并说明选择杆塔的理由。根据塔型和塔基所在的地质情况提出采用的杆塔基础。3 电缆敷设时应提出电缆的敷设形式，电缆沟道、管道形状大小及埋深。

图11：线路杆塔选型图

图12：杆塔基础型式图 2.5 环境影响初步评价

线路对周边的电磁干扰、林木砍伐和水土保持等进行初步的环境影响评价。2.6 投资估算

根据线路设计方案，估算项目静态投资、动态投资及分项投资。按表6列出线路工程的投资估算。

参考限额设计、标准典型设计及近期建成投产的类同工程比较，分析影响投资偏离的主要原因。

表6 线路投资估算 单位：万元

项目 建筑费 设备费用 安装费用 其他费用

合 计

备注

静态投资

动态投资

单位造价 对侧间隔扩建内容 说明对侧变电站现有出线情况（出线规模、方向、排列）。新的进线间隔是否引起征地或间隔调整问题，并提出新间隔接入后的征地情况和间隔调整意见。简述引线和电气设备的选型。

3用预留的间隔接入，应阐述预留间隔的土建、电气设备的情况，新进线需要的引线和电气设备的选型。根据间隔设计方案，估算项目静态投资、动态投资及分项投资。按表7列出间隔工程的投资估算。

表7 间隔投资估算 单位：万元

项目 建筑费 设备费用 安装费用 其他费用

合 计

备注

静态投资

动态投资

单位造价 涉及区域网通信工程 根据变电站可研提出通信系统配置和路由方案，提出涉及全网性或区域性的相关系统通信配置方案。单独列出工程项目，并估算静态、动态投资。5 投资估算书

投资估算内容应包括：变电站工程、线路工程、对侧间隔工程及相关的系统二次部分。

投资估算执行《电力工业基本建设预算管理制度及规定》等文件的规定，并应满足以下条款要求： 根据推荐方案和工程设想的主要技术原则编制输变电工程建设项目的工程投资估算，其内容深度和造价水平应满足限额设计和控制概算的要求。编制说明应包括项目规模和估算编制的主要原则和依据，采用的定额、指标以及主要设备、材料价格来源、建设工期等。说明输变电工程所用外汇额度、汇率、用途。编制专业汇总估算表(表

二、其他费用计算表(表四及总估算表(表一。表三 ？ 应将输变电工程投资估算与相应的限额设计控制造价指标进行对比分析，超出常规投资估算的工程应进行造价分析，找出主要原因，提出控制工程造价的措施和建议。说明项目业主和整个项目的资金来源。项目经济评价（有条件可进行）论述项目建设投产后对地方经济发展的关系，以供电能力可创造GDP产值估算国民经济效益。经济评价应执行国家和行业主管部门发布的有关文件和规定，并应满足以下要求：

a）应对可行性研究范围内的整个项目进行总体经济评价。b）应说明项目资金来源、资本金比例、币种、利率、宽限期、其它相关费用、还款方式、还款年限、计算期等。通过经济评价分析，给出自有资金(20%资本金内部收益率要求下的电价加价(以本项目的售电量计算，并简要说明主要经济指标及综合经济评价结论。相关图纸要求

图1：区域电网现状地理接线图

图1应表明与变电站相关地区现有电网的连接方式、变电站容量、发电厂容量、线路走向、导线截面、线路长度。

图2：变电站本期及终期接入电网地理接线图

图2应表明变电站近期、远期接入后相关地区电网规划的连接方式、变电站容量、发电厂容量、线路走向、导线截面、线路长度。

图3：通信通道路由图

图3应表明与本工程有关的主要通道路由安排。

图4：站址位置及110千伏、35千伏线路规划出线图(1:10000或A3 图4应表明本变电站所处的地理位置及出线方向。

图5：变电站本期与远期电气主接线图

图5应表明主接线接线方式、主要设备选型及参数。

图6：电气总平面布置图(1:1000或A3……推荐方案

图6应表明主变位置、各电压级配电装置、电气一次连接、出线方向等。

图7：站区总平面布置图(1:1000或A3……推荐方案

图7应表明各建筑物布置、道路引接、给排水设施、规划所区用地范围等。

图8：变电站出线走廊规划图(1:2000或A3……推荐方案 图8应表明所址位置、出线方向及1至2公里线路走廊路径。图9：线路路径方案图(A3……推荐方案

图9应表明线路经过的主要村镇、交通要道、江河湖泊等和跨越电力线路的情况。

图10：大跨越路径方案图(A3……推荐方案

图10应表明大跨越线路跨越的主要建（构）筑物、江河的情况。图11：线路杆塔选型图

图11应表明本线路工程选用的出线塔、终端塔、直线塔、耐张塔、转角塔的塔型

图12：杆塔基础型式图

图12应表明本线路工程采用的杆塔基础。

备注：1 负荷功率因数从0.9提高到0.91、0.92、0.93、0.94、0.95的电容无功补偿系数为0.028、0.058、0.089、0.121、0.155 单相接地电容电流(安：架空线路为IC=(2.7～3.3UeL×10电缆线路为IC=0.1UeL

兴安扎鲁特500千伏输变电工程 篇5

环境影响报告书（报批版）

建设单位： 国家电网公司东北分部

评价单位： 中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司

2017年4月 长春 建设项目概况

1.1 本工程建设必要性

a）提高呼伦贝尔及兴安地区盈余电力外送能力

呼伦贝尔和兴安地区均是东北区域重要的能源基地。在考虑呼辽直流外送3000MW电力的情况下，若考虑冬大方式火电机组满发，风电按装机容量5%出力，呼伦贝尔和兴安地区盈余电力合计约在2000MW左右；若考虑风电大发，则地区盈余电力将进一步增大，本工程未投运时，上述地区的盈余电力将主要通过蒙东地区与黑龙江省、吉林省的省间联络线送出，送出能力有限。为合理解决东北区域盈余电力的消纳问题，2018年规划建设扎鲁特～山东±800kV特高压直流工程，将区域盈余电力集中送至三华负荷中心消纳。建设本工程，可进一步加强上述地区的电力外送网架，提高地区盈余电力外送能力，增强能源资源配置效率。

b）强化扎鲁特换流站网架结构

结合扎鲁特换流站的地理位置，扎鲁特～山东±800kV特高压直流工程建成后，将通过与蒙东地区及吉林地区500kV电网的电气联系汇集10000MW电力集中送至负荷中心进行消纳。本工程的建设，将进一步强化扎鲁特换流站与蒙东地区，特别是与兴安地区的电气联系，提高电网运行可靠性，增加电网抵御故障的能力。

c）加强兴安地区电网供电可靠性

预计到2018年，随着伊敏～红城～兴安工程的投运，地区电网的进一步加强，兴安地区将分别通过2回500kV线路与呼伦贝尔地区及吉林省电网相连，但与蒙东地区主网，尤其是南部地区电网电气联系仍显薄弱。本工程的建设，将加强兴安地区与通辽地区的电气联系，坚强电网结构，加强电网供电可靠性。

d）满足兴安地区经济可持续发展需求

兴安地区水资源和风资源十分丰富，且随着霍乌铁路的投运，地区具备建设大型路口电厂的良好条件。受电网结构较薄弱，电力市场较不乐观等因素影响，地区能源产业发展受到一定程度的制约。建设本工程，可进一步推动地区电源建设进程，促进兴安地区能源及其相关领域的和谐健康发展，满足兴安地区经济可持续发展的需要。

综上所述，本工程的建设将提高呼伦贝尔及兴安地区盈余电力的外送能力、强化扎鲁特换流站网架结构，加强兴安地区电网供电可靠性，满足地区经济可持续发展需求。因此，作为扎鲁特换流站500kV送出工程的一部分，本工程的建设是必要的。

结合扎鲁特换流站的建设时序，本工程应与扎鲁特±800kV特高压直流工程同期投运。因此，本工程于2018年投运是适宜的。1.2 项目建设规模

本工程包括扩建500千伏兴安变电站（兴安盟乌兰浩特市境内）；新建兴安～扎鲁特500千伏输电线路工程，线路总长度约3×212+1km（500kV兴甜线改造1km），线路途径兴安盟乌兰浩特市、科右前旗、吉林省洮南市、兴安盟的突泉县、科右中旗、通辽市的扎鲁特旗。1.2.1 扩建兴安变电站

（1）站址

扩建500kV兴安变电站位于内蒙古自治区兴安盟乌兰浩特市东部的乌兰哈达镇合特村东南约3.5km，三合牧业队东南约0.8km，距西方向的乌兰浩特市15km。站区北侧约3.5km为拟建的乌-马公路（通往G302国道），进站道路由此引接，交通便利，已建成。本期在围墙外向东扩建1回500kV出线及无功部分，新建500kV、无功配置部分设备支架及基础。本期需新征地。

（2）建设内容及规模

本期不增加主变，扩建3回500kV出线至扎鲁特换流站，每回新增500kV出线均装设1组150Mvar高压并联电抗器；66kV侧扩建4组60Mvar低压电抗器。1.2.2 输电线路

本工程新建兴安～扎鲁特3回500kV线路，导线截面均采用4×630mm2，按三个单回路架设，线路长度约为3×212km。途经兴安盟乌兰浩特市、吉林省洮南市、兴安盟的突泉县、科右中旗、通辽市的扎鲁特旗。项目环境影响简述

2.1 环境影响评价范围 2.1.1 电磁环境

变电站：站界外50m范围内。

输电线路：边导线地面投影外两侧各50m范围内。2.1.2 噪声

变电站：站界外200m范围内。

输电线路：边导线地面投影外两侧各50m范围内。2.1.3 生态环境

变电站：变电站围墙外500m范围内区域。

输电线路：输电线路边导线地面投影外两侧各300m内的带状区域，涉及生态敏感区的输电线路段生态环境影响评价范围为线路边线地面投影两侧各1000m内的带状区域。2.2 环境影响分析 2.2.1 运行期

2.2.1.1 电磁环境

变电站内的电气设备和输电线路运行时产生工频电场、工频磁场。本工程变电站在设计过程中对站内配电装置进行优化设计，选用先进的电气设备，减少工频电磁、场，变电站对电磁环境影响较小。2.2.1.2 噪声

变电站内电气设备在运行时会产生各种噪声，本期工程主要为高抗所产生的电磁噪声和冷却风扇产生的空气动力噪声，主要以中低频为主。输电线路运行噪声主要来源于恶劣天气条件下，导线、金具产生的电晕放电噪声。

为降低噪声影响，站内主要设备采用招投标采购的方式，选用低噪声设备，从源头控制噪声影响。优化站区布置，声源尽可能远离围墙，通过距离衰减来减小声环境影响。另外，在高抗侧加高围墙近一步控制噪声水平。

输电线路通过优化设计、提高线路材料加工工艺水平来减少线路运行对声环境影响。本工程声环境影响满足国家相关标准要求。2.2.1.3 废水

本工程输电线路运行期无废水产生。

本工程变电站为扩建工程，不增加运行人员，生活污水量不增加。在前期工程中，两变电站均设有地埋式一体化污水处理装置，生活污水经处理后用于站区绿化、喷洒道路或者由当地环卫部门定期清运，不外排。2.2.1.4 事故油

本期工程变电站内的高压电抗器为了绝缘和冷却的需要，其外壳内装有变压器油，正常运行工况条件下，不会发生电气设备漏油、跑油的现象，亦无弃油产生；当发生事故时，有可能产生废油。当突发事故时设备废油排入事故油池，经隔油处理后，事故油由具备资质的单位回收，形成的油泥等危险废物交由有相应危废处理资质的单位处置。2.2.2 施工期

施工期的主要环境影响因素有：施工噪声、施工扬尘、施工废污水、施工固体废物、生态影响、水土流失、土地占用等。2.2.2.1 生态环境

本工程输电线路选线时已尽量避让居民集中区、城市规划区、自然保护区、风景名胜区和饮用水水源保护区等环境敏感目标，但由于部分路段线路路径需满足当地城市规划、国防等要求，所以无法完全避让部分生态敏感目标。本工程建设过程中将采取一系列有效的生态保护和恢复措施减少生态环境影响。

本工程输电线路塔基占地为永久占地，施工场地为临时占地，施工结束后临时性占地可恢复原有功能，基本不影响土地用途。

本工程施工时会破坏自然植被和树木，会对生态环境产生一定的影响，但在施工结束后即可恢复，不会对工程周围地区生物量和生物多样性产生明显影响。

2.2.2.2 景观影响

项目建设不会导致评价区景观类型的改变，景观复杂程度不会降低，对干扰的抵御能力不会减弱，景观体系的稳定性不会明显改变。环境保护措施简况

3.1.1 变电站工程环境保护措施

3.1.1.1 电磁环境保护措施

1）在设备定货时应要求导线、母线、均压环、管母线终端球和其它金具等提高加工工艺，防止尖端放电和起电晕。

2）对站内配电装置进行合理布局，尽量避免电气设备上方露出软导线；增加导线对地高度。3.1.1.2 声环境保护措施

1）通过设备招标优先采用低噪声设备。2）高压电抗器尽可能远离围墙布置。3）高压电抗器两侧设有防火墙。4）高压电抗器处的围墙进行加高。3.1.1.3 水环境保护措施

兴安变电站本期扩建不增加运行人员，不增加污水排放量，生活污水利用变电站前期设计中已有设施进行处理，处理后用于站内绿化或抑尘喷洒，不外排。

3.1.1.4 事故油处理措施

兴安变电站设有事故油池，以贮存突发事故时产生的漏油，由具备资质的单位对事故油进行回收处置，不外排。3.1.1.5 施工期环境保护措施

施工期采取扬尘抑制措施、废水处理措施、噪声控制措施、固废清运措施、水土保持措施等减少施工活动的环境影响。3.1.2 输电线路工程环境保护措施

a）电磁环境、声环境

1）工程选线时充分征求沿线政府及规划等相关职能部门的意见，通过优化路径，避让城镇规划区、学校、居民密集区。

2）严格按照相关规程及规范，结合项目区周围的实际情况和工程设计要求，确保评价范围内常年住人的房屋电磁环境、声环境满足标准限值要求。3）在后续设计、建设阶段，在确保线旁环境敏感目标环保达标的前提下，进一步优化导线最小对地距离。

4）合理选择导线直径及导线分裂数以降低线路电磁环境水平，要求导线、母线、均压环、管母线终端球和其它金具等提高加工工艺，防止尖端放电和起电晕，降低电磁环境影响。

5）合理选择导线截面和导线结构以降低线路的电晕噪声水平。b）施工期环境保护措施

施工期采取扬尘抑制措施、废水处理措施、噪声控制措施、固废清运措施、水土保持措施等减少施工活动的环境影响，施工结束后对临时性占地恢复原有植被或土地功能。环境影响评价主要结论

4.1 电磁环境影响评价结论

a）变电站工程

通过对同类工程的监测和类比分析，本工程变电站周围工频电场强度小于4kV/m，工频磁感应强度小于0.1mT。

b）输电线路工程

通过对同类工程的监测分析和模式计算，本工程输电线路运行产生的工频电场满足10kV（耕地、牧草地、园地标准）、4kV/m（居民区标准）的标准限值要求，工频磁场满足0.1mT的标准限值要求。4.2 声环境影响评价结论

经过理论计算、预测，在采取前述噪声治理措施的情况下，本工程变电站厂界环境噪声均能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）2类标准限值要求。变电站周围声环境质量满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类标准。

本工程输电线路沿线地区满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）相应标准限值。

4.3 生态环境影响评价结论

本工程对沿线生态评价范围内的动植物和自然生态系统影响有限，是可接受的。4.4 总体评价结论

兴安～扎鲁特500kV输变电工程的建设可满足蒙东地区盈余电力外送的需要，提高兴安盟省和呼伦贝尔地区外送能力，强化扎鲁特换流站网架结构。

本工程在设计、施工、运行过程中按照国家相关环境保护要求，分别采取了一系列的环境保护措施，使工程产生的电磁环境、声环境等影响符合国家有关环境保护法规、环境保护标准的要求。本工程的生态环境保护措施有效可行，可将工程施工带来的负面影响减轻到满足国家有关规定的要求。因此，从环境保护的角度来看，本工程的建设是可行的。联系方式

5.1 建设单位

单位名称：国家电网公司东北分部 联系人：张工 电话：024-23126277 传真：024-23126419 地址：辽宁省沈阳市浑南新区营盘北街1号 邮编：110180 5.2 环评单位

中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司 联系人：张工

110KV变电站工程安装合同 篇6

编制日期：二〇一三年 月

输变电工程建设施工合同

项目单位（全称）：(以下简称甲方)施工单位（全称）：(以下简称乙方)依照《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国建筑法》及其他有关法律、法规，遵循平等、自愿、公平和诚实信用的原则，双方就本建设工程施工事项协商一致，订立本合同。

一、工程概况

工程名称： 工程地点：

二、承包范围

本工程自110KV线路终端杆始至110KV全部进线构架至110KV主间隔至110KV主变再至10KV变及配电室再至各低压柜（本工程为第一期，只安装一个间隔），安装部分是全所一期工程的设备安装及全所、动力车间10KV系统联调，材料部分我方采购是除主设备以外即：一二次电缆（10KV）及室外钢管构架、全所接地、避雷针、变配电室的电器材料、全所电缆支架、进站部分光缆；另包含一期计一套间隔所需的基础地脚螺栓。(甲方提供设备及材料详见甲供材清单),本期工程通讯设备费,综合电缆费另计,不包括照明工程安装。

三、双方一般权利和义务

1、甲方职责

1.1参与工程质量、安全活动； 1.2按合同规定支付工程款。

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十二、合同生效及其它

1、除合同另有规定外，甲方和乙方的法定代表人或其委托代理人在合同书上签名并盖单位公章后，合同生效。

2、本合同一式四份，由甲方、乙方各执两份。

3、完成合同规定的责任和义务、价款结清后，本合同即告终止。

4、本合同未尽事宜，双方可补充协议解决。

发 包 人：（公章）法定代表人： 委托代理人： 地 址： 电 话： 传 真： 邮 政 编 码： 开 户 银 行： 帐 号：

110千伏变电站工程 篇7

1.1 110千伏七营变电站110k V母线一次接线简介

1.2 110千伏七营变电站现有运行方式简介

根据110千伏七营变电站一次设备接线及固原地区电网运行方式的特点现有七营变运行方式如下:1) 宁同Ⅰ、Ⅱ线并列运行供吴忠同心变110kV母线负荷, 同心变100母联断路器在“合”。2) 七同线Ⅰ、Ⅱ线分列运行供七营变及李旺牵引变负荷, 七营变100母联断路器处热备, 李旺牵引变一条线路运行, 另一条线路热备。3) 三七Ⅰ、Ⅱ线空载运行, 作为110千伏三营变电站备用电源, 热备点在三营变三七Ⅰ、Ⅱ线断路器处 (1112、1113断路器) 。4) #1主变带全所负荷运行, #2主变热备。

2 七营变110kV分段备投运行方式的逻辑分析

七营变备自投运行方式:112、122断路器运行, 100断路器热备, 投100分段备投, 见下图。

动作条件分析:

2.1 充电条件

1) 112、122合闸 (合后) 位置, 100断路器分位;

2) 110kVI、II母均三相有压。

条件均满足后备自投充电, 面板显示分段备投已充电, 充电标识变成实心。

2.2 放电条件

1) 100断路器合位;2) 110kVI、II母均三相无压;3) 手跳112或122断路器;4) 投入闭锁分段备投压板;5) 112或122或100TWJ异常。

2.3 动作方式I

充电完成后, 110kVI母失压, 备自投动作投入100断路器。

110kVI母无压, II母有压, 112断路器无流, 经整定延时出口跳112断路器, 确认112跳开后, 且Ⅰ母无压, 经延时合100断路器。

2.4 动作方式II

充电完成后, 10kVII母失压, 备自投动作投入100断路器110kV II母无压, I母有压, 122断路器无流, 经整定延时出口跳122断路器, 确认122跳开后, 且Ⅱ母无压, 经延时合100断路器。

3 七营变分段备投存在问题及解决措施

3.1 七营变分段备投存在问题

七营变全所最大负荷5.9MW, 平均负荷3.2MW。其中35kV侧负荷为2.4MW, 10kV侧负荷为0.9MW (均按平均负荷计算) 。由于七营变110kV母线分列运行, 七营变供电可靠性低, 现增装了100母联备自投以提高其供电可靠性。

为防止工作母线PT断线时备自投误动, 备自投装置采用了检进线无流的方法, 该方法同时也为了更好的确认开关已跳开, 因此装置内部设置了“BZT无流检查定值” (即“BZT无流检查定值”) 。为保证备自投装置不误动不拒动, 备自投装置“BZT无流检查定值”应按小于最小负荷电流整定, 但考虑到装置采样精度问题其值应大于备自投装置电流零漂值。但目前由于七营变负荷较轻, 且35kV和10kV出线全部集中在II母, 如果主变分列运行, 112七同II线和122七同I线负荷电流相当小, 这给整定计算带来了困难, 同时也给备自投装置可靠运行带来隐患。

3.2 采取的措施

#1主变高压侧断路器CT变比为100/5, #2主变高压侧断路器CT变比为150/5。若#1主变运行带10kV负荷, #2主变运行带35kV负荷, 通过对七营变35kV侧 (2.4MW) 和10kV侧负荷 (0.9MW) 按平均负荷折算到主变高压侧二次电流, #1主变二次电流0.236A, #2主变二次电流0.42A, 将分段备投装置“BZT无流检查定值”电流回路从112和122间隔改接成#1主变和#2主变高压侧电流回路, 将“BZT无流检查定值”整定为0.18A, 满足了“BZT无流检查定值”的整定要求, 保证了备自投装置的可靠运行。这种方法可以保证备自投装置可靠、正常运行。

4 结束语

本文对本单位运行的分段备自投装置存在的问题进行了分析并按实际情况提出了解决方法。随着现代电力系统中备自投保护装置的广泛使用了, 在电力系统的地位越来越重要, 只有结合实际深入了解, 掌握备自投装置的设计原理、技术特性等才能充分发挥其功能, 使得电网不间断供电的需求有了更加可靠的保证, 提高了电网的安全经济运行水平。

参考文献

[1]微机继电保护装置管理规程.电力工业部, 1996.